відкладення.
Промисловим центром та енергетичної базою Мангишлака є м.Актау. Лінія електропередач 220-110 кВ проходить через район розглянутого родовища.
В
2. ОПИС ТЕХНОЛОГІЧНОГО ПРОЦЕСУ І ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ
Продукція семи нафтових свердловин (ГЖС) у кількості до 1600 м 3 /добу (по рідини) з тиском до 1,4 МПа (Ізб.), температурою 30 про З надходить на гребінку (вхідний маніфольд) по окремих трубопроводах. Гребінка складається з двох ліній, до однієї з яких по черзі можуть підключатися всі свердловини для проведення досліджень на тестовому сепараторі V-101. ГЖС з решти свердловин поступає в другу лінію гребінки, в якій відбувається змішання і вирівнювання цих потоків. На гребінці виробляється:
- вимірювання тиску на вході ГЖС з кожної свердловини манометрами МП-4У (поз.15.1 ... 15.7);
- вимірювання та сигналізація тиску манометрами показують і сигналізують ДМ2005 в кожній з ліній (поз.18.1, 18.2);
З гребінки основний потік ГЖС через клапан-відсікач Ез-2 і трубний газоотделителя надходить в нагрівач Н-401А (робочий) або Н-401В (Резервний). На нагрівачах Н-401А, В здійснюється:
- вимірювання температури ГЖС на вході і виході термопреобразователямі опору ТСМ0193 (поз.9.1, 9.2,9.3). p> У трубному газоотделителя відділяється основна кількість вільного газу, що виділився з ГЖС в процесі збору та транспорту, з метою зниження навантаження на нагрівачі Н-401 (А, В). Цей газ повертається в потік ГЖС після нагрівача Н-401 (А, В) через байпас. Після нагрівача Н-401А (В) ГЖС з температурою 45 ... 60 про С через заспокійливий колектор (Г†500 мм) надходить у депульсатор ДП, в якому відділяється основна кількість вільного газу (до 90-95%). На депульсаторе виробляється:
- вимірювання тиску манометром МП-4У (Поз.15.9). p> Перед входом у заспокійливий колектор в потік ГЖС подається реагент-деемульгатор. p> Газ по окремій лінії направляється в систему збору та підготовки газу. Рідина з депульсатора ДП надходить у сепаратор першого ступеня V-201 об'ємом 25м 3 . У сепараторі V-201проізводітся:
- вимірювання тиску манометром МП-4У-16 (поз.15.10);
- температури термометром технічним ТТ (поз.7.2);
- вимірювання рівня кордону розділу фаз В«Нафта-водаВ» перетворювачем рівня радарним ВМ-100 (поз. 27.1);
- рівень нафти перетворювачем вимірювальним рівня буйкового Сапфір 22ДУ (поз.24.1);
- сигналізація верхнього аварійного рівня рідини приладом ПП-021І (поз.30а2);
- регулювання рівня нафти сегментним регулюючим фланцевим клапаном типу R21с вибухозахищеним електроприводом (поз.38);
- регулювання рівня води клапаном кульовий запірний з вибухоозахисне електроприводом AUMA NORM (поз.40.1).
У сепараторі V-201 відбувається поділ ГЖС на газову, нафтову і водну фази. Рівень нафти в нафтовому відсіку сепаратора V-201 підтримується клапаном Кр-2 (п...
